火电厂废水治理现状与对策
［摘 要］分析了某发电集团火电厂废水排放要求，总结了火电厂水处理系统现状，提出了相应的火电厂废水治理思路及对策，并指出火电厂废水治理项目应在开展水务查定，完善废水监测系统，加强管理节水和现有水处理设备诊断的基础上，开展可行性研究，优化方案设计，同时应强化立项和工程管理，此外还需加强工程投运后的运行维护。高盐废水治理是火电厂废水治理的难点，本文对高盐废水浓缩软化预处理阶段与浓缩减量阶段的相关工艺进行了分析比较，需根据各电厂实际情况，选择经济合理的技术方案。
［关 键 词］排污许可证制度；火电厂；节水；废水治理；废水监测；高盐废水
［中图分类号］X703 ［文献标识码］A ［DOI 编号］10.19666/j.rlfd.201809176
［引用本文格式］林勇, 王正江, 胡大龙, 等. 某发电集团火电厂废水治理现状与对策[J]. 热力发电, 2019, 48(1): 77-83. LINYong, WANG Zhengjiang, HU Dalong, et al . Present situation and ermeasures for wastewater treatment of thermal power plants in a power generation group[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(1): 77-83.
近年我国越来越重视水环境保护：2013 年印发了《关于加快推进水生态文明建设工作的意见》；2015 年施行了新的《中华人民共和国环境保护法》，颁布《水污染防治行动计划》（即“水十条”），修订了《取水许可管理办法》；2016 年印发了《控制污染物排放许可制实施方案》（即排污许可证制度），修订了《中华人民共和国水法》；2018 年施行新的《中华人民共和国水污染防治法》。
我国火电行业用水量占工业用水比重超过40%，排水量占废水排放总量的 0.4%[1]。火电厂的节水与废水治理工作对推进生态文明建设具有积极作用，国家对火电厂废水治理提出了具体要求。《污染防治行动计划》要求在役电厂逐渐增加使用再生水的比例，新建电厂必须使用城市中水；发电企业需开展废水深度处理回用、废水达标排放、高盐废水浓缩减量工作；降低取水量、外排水量，排水达到排放标准。“排污许可证制度”率先对火电行业企业核发排污许可证。
1 某发电集团火电厂废水排放要求
某发电集团一直以来致力于推进科技进步，创建优秀节能环保型企业，积极履行环保责任，大力开展火电厂废水治理工作的相关研究。截止2017 年 8 月，该发电集团 114 家已投运的火电厂中，不允许设置排污口的电厂占比为 39%，其余允许设置排污口电厂的排放要求（主要污染物种类和限值）见表 1。
表 1 某发电集团火电厂废水主要污染物种类和限值
Tab.1 The types and limits of main pollutants in wastewater of Huaneng power plants
1）根据表 1 可知，某发电集团下属 22 家火电厂外排废水执行《污水综合排放标准》（ GB8978—1996）一级标准。
2）其下属 37 家火电厂主要执行电厂所在地的地方排放标准。相对于《污水综合排放标准》（GB8978—1996），地方排放标准排放限值更低且均增加了总氮的限值要求。此外，辽宁省地方排放标准
增加了氯化物排放要求，山东省地方排放标准增加了含盐量排放要求。
3）其下属 8 家位于市区火电厂的外排废水排入市政污水处理厂，执行《污水排入城镇下水道水质标准》（GB/T 31962—2015）C 级标准。该标准对常规污染物悬浮物、化学需氧量（COD）、氨氮、总氮和磷排放要求低，但是对含盐量有限值要求。
4）其下属 2 家位于沿海地区的电厂外排废水排入海洋，执行《海水水质标准》（GB 3097—1997）三类标准。
2 水处理系统典型问题
2.1 脱硫废水处理系统
脱硫废水处理系统绝大部分采用传统三联箱工艺，少数电厂采用电絮凝工艺。脱硫废水处理系统主要存在的问题如下。
1）出力不足 实施烟气超净排放改造后，脱硫吸收塔入口烟温降低，吸收塔蒸发水量降低[2]，但是部分电厂脱硫吸收塔补充水水量没有相应降低，导致脱硫吸收塔排水水量增大，脱硫废水量超过原有脱硫废水处理系统出力。
2）进水含固量超过设计值 由于脱硫系统常出现废水旋流器设计容量和旋流子喷嘴尺寸选型不当，或旋流子喷嘴磨损废水旋流效果差，废水旋流器顶流含固量达到 4%以上，超过三联箱系统进水含固量设计值。因此，脱硫废水处理系统普遍存在连接管道沉积堵塞、搅拌机扭矩过大烧毁搅拌电机，以及污泥压滤系统超负荷运行等问题[3]。
3）三联箱和澄清器设计缺陷 常有因脱硫系统三联箱和澄清器设计反应停留时间太短，絮凝反应效果差，形成的矾花粒径小，导致泥水分离效果差，出水浊度和悬浮物含量高，水质差等问题[4]。
4）加药系统缺陷 部分电厂脱硫废水来水氟离子质量浓度较高，但加药系统只投加 NaOH 溶液，只能调节 pH 值，对氟离子不具有去除能力，造成脱硫废水处理系统出水氟离子不达标。另外，部分电厂石灰加药系统采用机械振打和气压流化出料方式，存在出料困难和计量不准等问题。
5）污泥脱水系统缺陷 部分电厂采用离心脱水机作为脱硫废水处理系统污泥脱水设备，运行时不能正常工作。脱硫废水处理污泥硬度较大，离心脱水机耐磨性较差，容易磨损；同时离心脱水机要求进料含固率稳定，含固率波动会造成离心机转动不平衡，易损坏。此外，相对于进口板框压滤机，国产板框压滤机故障率高、污泥含水率高且容易吡泥。
2.2 循环水系统
循环水补充水水源为中水的火电厂，循环水补充水一般采用石灰混凝澄清工艺处理，主要去除暂时硬度、悬浮物、磷和部分有机物；循环水补充水为地表水的火电厂，循环水补充水一般采用混凝澄清工艺处理，主要去除悬浮物。
带冷却塔的湿冷火电厂中约 50%的电厂使用城市中水作为循环水补充水水源，但是还有部分电厂没有城市中水处理设施或城市中水处理设施运行不正常，导致循环水浓缩倍率低（低于 3.0 倍），电厂取水量和排污量较大，循环水浓缩倍率有待进一步提高。
少数电厂已开展循环水排污水深度处理回用工作，在采用“混凝澄清—过滤—反渗透”工艺处理循环水排污水时，常存在反渗透膜污堵、保安过滤器压差迅速上升和系统回收率达不到设计要求等问题[5-7]。
2.3 其他废水处理系统
2.3.1 工业废水处理系统
火电厂工业废水处理系统一般采用混凝澄清、混凝澄清—过滤、混凝澄清—气浮—过滤工艺。工业废水处理系统存在的主要问题有：1）加药系统腐蚀泄漏严重；2）曝气风机、搅拌电机和澄清池刮泥
机设备老化，故障率高；3）工业废水池容积小，无法完全储存机组启停机排水、锅炉酸洗废水和空气预热器冲洗水等非经常性工业废水；4）工业废水未回用，直接或间接外排，造成了水资源浪费。
2.3.2 生活污水处理系统
目前，火电厂生活污水大部分采用地埋式接触氧化和曝气生物滤池工艺[3]。生活污水处理系统存在的主要问题有：1）雨水、工业水和工业废水等混入生活污水处理系统，生活污水处理系统进水水量大，有机物质量浓度低，生活污水处理系统微生物活性低，处理效果差；2）地埋式设备运行状况差、检修困难；3）生活污水中大块的悬浮性杂质没有被拦截去除，导致处理系统堵塞淤积；3）生活污水未回用，直接或间接外排，造成水资源的浪费。
2.3.3 含煤废水处理系统
目前，火电厂含煤废水处理一般采用化学絮凝和电絮凝工艺[8]。含煤废水处理系统存在的主要问题有：1）火电厂产生含煤废水的源头较多且分散，部分火电厂煤水收集系统不完善；2）初沉池容量
设计不足，反应装置进水悬浮物高于设计值，导致后续处理装置堵塞、运行压力大；3）高盐废水用于输煤系统，造成设备腐蚀，导致设备不能运行；4）含煤废水处理设施可正常运行，但暴雨季时系
统出力无法满足处理初期含煤雨水。
3 某发电集团火电厂废水治理对策
对某发电集团下属火电厂用水现状及存在问题进行了系统调研，并结合相关法律法规、标准及文献制定了《火电厂废水排放控制指导意见》（以下简称《指导意见》），以指导其火电厂开展废水治理工作。废水治理步骤：第一步开展水务查定，完善废水监测系统；第二步加强节水管理，优化废水治理方案设计；第三步强化立项和工程管理及加强运行维护。
3.1 开展水平衡试验和完善用排水监测系统
火电厂应在总结积累日常节水管理相关数据的基础上，按相关技术标准规定开展水平衡试验工作，梳理全厂和各系统水量平衡关系，找准废水治理的关键点。
火电厂应完善现有全厂水系统的计量仪表，实现主要水量的在线监测和主要供、排水流量（关口流量计）的监视及数据记录，及时发现并消除电厂的非正常用水。所有计量仪表应接入控制系统，并同步到厂级监控信息系统，使全厂水系统在线数据与离线数据紧密结合。计量仪表的记录、采集周期、定期维护校验和存储方式要满足运行分析和技术监督的需要。
加强对全厂水系统主要水质的监测，监测对象包括全厂水源、处理后的生活污水、工业废水、脱硫废水和全厂废水总排口废水。根据相关技术标准和管理制度，对上述水质采取定期或不定期监测分析，结果须及时录入运行管理系统。监测手段以采样化验为主，可根据环保风险等具体情况，配置必要的在线监测设备。
3.2 加强节水管理和优化废水治理方案设计
3.2.1 加强节水管理
1）优化全厂用水流程。具体措施包括：避免设备冷却水直排，可回收至冷却塔；消除输煤系统、灰渣系统、脱硫系统使用新鲜水等水的“高质低用”现象；确保正常情况下消防水系统不耗水；将生活用水量控制在合理范围等。
2）调整运行方式。具体措施有：过滤设备自用水，仅悬浮物质量浓度 1 项高于原水，可回收至原水预处理系统或工业废水系统处理回用；化学车间反渗透浓水可作为脱硫工艺用水；精处理及化学再生废水可按高盐和低盐废水分类收集，低盐废水送至工业废水系统处理回用，高盐废水与脱硫废水一并处置；调整输煤及除渣系统补水量，实现含煤废水和渣溢水循环利用不外排；绿化用水不使用工业水，可采用达标处理后的生活污水等[3,9]。
3.2.2 优化废水治理方案设计
开展可行性研究。根据电厂所在当地环保政策趋势和现实要求，结合电厂实际，经充分技术经济比选后，设计具有适度前瞻性的改造方案，并视情况对方案中涉及的循环水、循环水排污水回用处理工艺、末端废水浓缩等核心工艺进行试验论证。
3.3 强化立项和工程管理及加强运行维护
按照该集团立项审批相关要求对可行性研究方案进行评审，评审专家涉及电力规划院、电力设计院、发电公司等不同单位，电厂化学、环保、技经等多个专业，严格把关。
选择行业工程经验丰富的设计单位进行废水处理工艺初步设计；加强对设备供货的控制，尤其是关键设备与核心工艺包的供货；注重工程实施管理，选择信誉好、实力强的承包商，加强施工管理、保障工程质量；项目投产后，选择经验丰富、有咨询资质的第三方单位对项目进行性能考核，考察工程质量、系统性能，保障工程达到预期效果。各电厂应加强设施运行维护，具体维护措施包括：及时更换腐蚀严重的管路和配件，避免管路泄漏；应根据运行数据，对膜处理设备进行定期维护性清洗或者离线化学清洗，以提高膜元件寿命和设备出力；应根据实际情况及时更换过滤器滤芯、滤料等耗材；做好运行维护日志的记录工作。
4 火电厂高盐废水治理技术
高盐废水治理是火电厂废水治理的难点和关键。火电厂高盐废水主要包括：脱硫废水、精处理系统再生废水、化学除盐系统再生废水、循环排污水膜处理系统浓水等。高盐废水水质复杂，以脱硫废水为例，其水质具有高硬度、高盐分、高浊度、强腐蚀性的特征[10]，经过达标处理之后环保指标如重金属、悬浮物、pH 值等指标得到控制，但离子质量浓度基本不变，因此还需进行深度处理。在进行深度处理和浓缩干化时，必须考虑工艺设备的防垢、防腐蚀及防生物污染等特性。
高盐废水浓缩可分为软化预处理阶段与浓缩减量阶段，浓缩减量阶段又包括膜法浓缩和热法浓缩2 类技术。按蒸发热源的不同，末端高盐废水蒸发干化技术分为蒸发结晶和烟气余热干燥 2 大类。高盐废水浓缩干化处理后的固体物包括杂盐、混盐、工业盐、含盐粉煤灰等，其综合利用的途径、费用等直接影响高盐废水零排放技术路线的选择[10-14]。
4.1 高盐废水软化预处理工艺
高盐废水的软化处理包括石灰—碳酸钠软化、氢氧化钠—碳酸钠软化、化学反应—管式微滤过滤软化、硫酸钠软化、离子交换软化、纳滤膜软化等。
石灰—碳酸钠软化、氢氧化钠—碳酸钠软化工艺均为两级化学反应加沉淀澄清处理，是通过投加化学药剂反应，去除高盐废水中的钙、镁离子及硅酸盐，以满足后续膜浓缩工艺防垢的要求。化学反应—管式微滤过滤软化是一种集化学反应软化和膜过滤技术于一体的软化分离工艺，在某些条件下可替代两级化学反应软化澄清工艺[15]。硫酸钠软化是利用同离子效应和硫酸钙溶解度较低的特点，进一步增大水中硫酸钙的过饱和度，诱导硫酸钙过饱和溶液自发结晶，从而在一定程度上降低钙离子质量浓度，达到软化的目的[16]。纳滤膜对离子有选择分离性，可将其用于高盐废水的软化预处理，纳滤膜包括卷式纳滤膜和振动膜 2 种类型。振动膜是近年来出现的一种新型膜分离工艺，该技术的核心特点是采用振动剪切增强过滤工艺，解决了静态膜分离中的膜污染和堵塞问题。离子交换软化是非常成熟的软化除盐工艺，在电厂水处理系统中有广泛的应用，但高盐废水的硬度很高，若直接使用离子交换软化，会导致树脂快速失效，需要频繁再生，因而只能与其他软化工艺联合运用，将其布置在化学药剂软化之后，作为系统软化保障设备，以保证软化工艺出水水质稳定。
4.2 高盐废水浓缩处理工艺
4.2.1 膜法浓缩减量处理工艺
膜法浓缩工艺包括纳滤、反渗透、电渗析、正渗透（FO）以及膜蒸馏（MD）等[17]。在对高盐废水浓缩减量过程中，尤其是后面需要进行分盐结晶时，纳滤工艺就是一种比较适用的浓缩工艺。纳滤膜对二价离子的分离效率很高，因此可对氯化钠和硫酸钠混合溶液进行分离，纳滤产水中主要成分为氯化钠，送至结晶系统可生产精制工业盐。
目前，用于高盐废水浓缩的反渗透工艺主要有：海水反渗透（SWRO）、碟管式反渗透（DTRO）以及高效反渗透（HERO）等。DTRO 适用于分离高浓度料液，具有适合高浓度、高含盐量污水处理的膜组件，对于处理垃圾渗滤液已经有多年的工程应用经验，但用于高盐废水处理时仍需解决废水的结垢问题。
电渗析（ED）是膜分离技术的一种，是在外加直流电场作用下，利用离子交换膜的选择透过性，实现对溶液的浓缩和分离。与反渗透技术相比，电渗析对废水的浓缩程度更高，可将溶液浓缩至含盐量 15%以上，最高甚至可以达到 20%。FO 是利用溶液间的渗透压差为推动力的自发性渗透驱动新型膜分离过程。正渗透浓缩工艺包括正渗透膜处理和汲取液回收循环两大系统，且回收汲取液所需的能量占整个系统耗能的绝大部分。FO主要适用于处理超出反渗透经济处理范围，或者反渗透无法处理的极高含盐废水。
MD 是膜分离与蒸馏过程相结合的分离过程，即热侧溶液中水分在膜面处汽化并透过膜进入冷侧后被冷凝成蒸馏水。该技术目前还处于实验室或小规模工厂试验阶段。
4.2.2 热法浓缩减量处理工艺
热法浓缩是一种传统的化工工艺过程，包括蒸汽加热蒸发、烟气蒸发、自然蒸发、增湿去湿等方式。其中，蒸汽加热蒸发包括多效蒸发（MED）、机械蒸汽再压缩（MVR）、热力蒸汽再压缩（TVR）等[15]；自然蒸发主要包括蒸发塘和机械喷雾蒸发；烟气蒸发是火电厂特有的一种蒸发浓缩方式，主要是利用烟气的余热蒸发浓缩；增湿去湿主要有自然蒸发除盐（NED）、低温蒸发结晶（LTEC）和载气萃取（CGE）等方式。为了降低高盐废水热法浓缩预处理药剂成本，提出了硫酸钙晶种法降膜蒸发技术，该工艺的核心是在蒸发料液中添加硫酸钙“结晶种子”，以提供硫酸钙析出结晶生长的晶核，达到防止硫酸钙结垢的目的。
热法浓缩减量处理工艺的蒸发过程是将含有不挥发溶质的溶液加热沸腾，使溶剂部分汽化，从而达到浓缩溶液的目的。要保障蒸发连续进行，必须不断地向溶液提供热能，为了提高蒸发能效，发展出了 MED、MVR、TVR 等节能技术，可根据工程项目具体条件择优选用。降低高盐废水热法浓缩减量工艺热能消耗的另一条技术路线是采用电厂锅炉尾部烟气余热蒸发废水，主要包括低温烟气蒸发工艺和烟气余热闪蒸工艺。低温烟气蒸发工艺将脱硫废水浓缩塔连接至电厂电除尘器与脱硫塔之间，使脱硫废水在浓缩塔中循环蒸发；烟气余热闪蒸工艺利用电厂锅炉尾部除尘器入口的烟气余热蒸发废水，采用多效强制循环蒸发器，按“晶种法”工艺操作运行。
此外，采用自然蒸发原理的蒸发塘工艺、采用机械喷雾蒸发的强化自然蒸发工艺、利用载气的增湿—去湿工艺等，均在高盐废水浓缩减量处理中得到不同程度的研究和应用。
4.3 高盐废水干化处理工艺
末端高盐废水的干化处理，均需使用外加热能，将废水中剩余水分蒸发，产出固体盐分。按蒸发热源的不同，可将末端高盐废水蒸发干化技术分为蒸汽热源和烟气余热 2 类。
4.3.1 蒸汽热源蒸发结晶工艺
蒸汽热源蒸发结晶工艺采用蒸发结晶器，将末端高盐废水进一步蒸发浓缩析出固体并分离，经干燥处理后打包封装为固体盐。当选用不同的结晶方法时，可采用不同的结晶器，如真空冷却结晶器、强制循环蒸发结晶器、奥斯陆（OSLO）蒸发结晶器、导流筒加挡板（DTB）蒸发结晶器等。火电厂末端高盐废水的结晶过程，通常使用强制循环蒸发结晶器。
根据预处理及浓缩阶段工艺选择的不同，蒸发结晶工艺最终产物固体盐可能为杂盐、混盐或工业盐。从目前国内盐业市场情况看，回收盐受法规、标准、技术等制约，难以实现良好的资源化和市场化。回收盐的定性，也存在不确定性，若被判定为固废甚至危废，处理成本太高，影响主业可持续发展。此外，回收盐若作为产品销售，还需得到盐业及环保部门的许可。因此，在选择高盐废水干化处理工艺时，需进行充分的技术经济论证。
4.3.2 烟气余热蒸发干燥工艺
烟气余热蒸发干燥工艺利用电厂锅炉尾部烟气热量，将烟气与末端废水直接接触换热，使末端废水中的水分快速蒸发，析出的固体盐与烟气飞灰混合后收集处置。烟气余热蒸发干燥工艺将末端废水雾化为细微液滴，直接喷入空气预热器与电除尘器之间的烟道内干燥；或喷入单独设置的旁路烟气蒸发器内，与从空气预热器前抽取的少量烟气直接接触加热蒸发干燥。将末端废水直接喷入烟道内的工艺过程，受锅炉负荷波动、水量波动、烟道布置、流场变化等影响，易出现烟道结垢、喷头堵塞等问题，存在一定的技术风险[12, 17]。旁路烟气蒸发干燥工艺单独设置烟气蒸发器，与主烟道系统相对独立，可靠性高，该工艺系统简单，设备少，投资与运行费用低，能量消耗少，不需额外的热能输入，无液体排放，不会造成二次污染，废水蒸发盐分进入粉煤灰，不产生多余的固体。但是，旁路烟气余
热蒸发干燥工艺存在高温条件下含结晶水氯化镁分解产生氯化氢气体造成后续脱硫吸收塔氯离子升高，破坏原有吸收塔氯平衡[18]，以及结晶盐进入粉煤灰影响其质量等问题，因此选用该工艺时需要加以论证。旁路烟气余热蒸发干燥技术在国内已完成现场工业试验，大规模工程建设也在快速推进中，具备良好的应用前景。
5 结 语
某发电集团在对下属火电厂用水现状及存在问题充分调研的基础上，结合相关法律法规、标准及文献资料，编制了《火电厂废水排放控制指导意见》，使火电厂开展废水治理工作有章可循。火电厂废水治理项目应遵循以下步骤：第一步开展水务查定，完善废水监测系统；第二步加强节水管理，优化方案设计；第三步强化立项和工程管理及加强运行维护。高盐废水治理是火电厂废水治理的难点，该集团对各类预处理、浓缩和干化工艺进行了大量研究，但由于各厂情况不同，还未形成统一的技术路线，需根据各电厂实际情况，选择经济合理的技术方案。
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林 勇 1，王正江 2，胡大龙 2，许 臻 2，王 璟 2
（1.中国华能集团有限公司，北京 100031；2.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054）
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